СПОСОБ ТРАССЕРНОГО (МАРКЕРНОГО) ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2024 года по МПК E21B47/11 

Изобретение относится к горному делу, а именно к способам исследования нефтяных и газовых скважин с помощью маркёров или индикаторов [E21B47/00, E21B47/11, E21B47/1015, G01N15/00].

Из уровня техники известен СПОСОБ РАСЧЕТА ОБЪЕМА ОБРАТНОГО ПОТОКА ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА [RU2723769(С1), опубл.: 17.06.2020] включающий этапы фрактального распределения трещин в области целевого коллектора, фрактальной размерности длины трещин, основанной на данных о трещинах на месте, коэффициенте плотности расположения трещин. Затем на основе полученных параметров трещин создается модель фрактальной дискретной сети трещин для коллектора. После этого вычисляется эквивалентный тензор проницаемости модели фрактальной дискретной сети трещин. Далее тензор эквивалентной проницаемости подставляется в уравнение непрерывности двухфазного, газожидкостного, фильтрационного потока с созданием модели обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта.

Основным недостатком аналога является низкая точность определения структуры породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтальных скважин, обусловленная применением лишь математического аппарата для расчет искомых параметров.

Так же известна СИСТЕМА ТРЕХМЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ, ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА, И СПОСОБ ЕЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ [CN110685659(А), опубл.: 14.01.2020], включающий этапы: заполнение имитируемой среды и определите физические и химические свойства; определение начального коэффициента проницаемости, плотности, пористости вещества; проведение экспериментов с различным содержанием воды в среде, концентрацией агента, размером частиц агента и давлением; определяют и анализируют изменяющееся содержание воды в среде, концентрацию агента для вязкости при гидроразрыве, размер частиц проппанта. Кроме того, в жидкость для гидроразрыва дополнительно добавляют индикаторный флуоресцеин натрия для наблюдения за тенденцией изменения и характеристиками трещиноватости среды при различных режимах гидроразрыва.

Основным недостатком аналога является низкая точность определения структуры породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтальных скважин, обусловленная отсутствием графического отображения взаимосвязи пропускной способности гидроразрыва пласта со структурой породы.

Наиболее близким по технической сущности является МЕТОД ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ОБЪЕМНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА, [CN110469303(А1), опубл.: 19.11.2019], включающий этапы: построение модели со свойствами геологической сетки естественного коллектора трещин; корректировка модели распределения поля напряжений; построение имитационной модели гидроразрыва пласта; вычисление размеров четырех видов различных объемов трансформации трещин гидроразрыва пласта; выполнение исследования чувствительности трещин гидроразрыва пласта к способности направлять поток; установление связи между пористостью, напряжением грунта, изменения способности направлять поток трещины и т.п. и прогнозирования пропускной способности; гидроразрыва пласта.

Основной технической проблемой прототипа является низкая точность определения структуры породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтальных скважин, обусловленная отсутствием графического отображения взаимосвязи пропускной способности гидроразрыва пласта со структурой породы.

Технический результатом изобретения является создание способа трассерного (маркерного) исследования призабойной зоны горизонтальных скважин, обеспечивающего повышение точности определения структуры породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины.

Заявленный технический результат достигается за счет того, что способ трассерного (маркерного) исследования призабойной зоны горизонтальных скважин, заключается в том, что через модели структур породы нефтегазоносного пласта прокачивают жидкость, содержащую трассер, и проводят периодические измерения молярной концентрации трассера в жидкости, прокачанной через модель, для каждой модели, зависимость изменения концентрации трассера в жидкости от времени, для каждой модели, изображают в виде кривой, в нефтегазоносный пласт призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины закачивают жидкость содержащую трассер, проводят периодические измерения молярной концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, зависимость изменения концентрации трассера в принимаемой жидкости от времени, изображают в виде кривой, сравнивают форму полученной кривой с формами кривых, полученными для моделей структур породы нефтегазоносного пласта, при совпадении формы кривой полученной для нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формой кривой одной из моделей нефтегазоносного пласта, на 90% и более, структуру породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины полагают подобной, структуре породы модели нефтегазоносного пласта.

В частности, модели структур породы нефтегазоносного пласта представляют собой ячейки проводимости, выполненные в форме прямоугольных параллелепипедов.

В частности, в качестве трассера применяется суспензия флуоресцентных микросфер.

В частности, сравнение формы полученной кривой, полученной для нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формами кривых, полученными для моделей структур породы нефтегазоносного пласта, проводят не менее чем по 10 точкам равномерно распределенных по шкале времени этих кривых.

В частности, отбирают не менее 10 проб для измерения молярной концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины.

В частности, отбор проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, проводятся с периодичностью не менее 0,1 раз/час.

В частности, для измерения молярной концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, отбирается жидкость в объеме не менее 1 мл.

В частности, при наличии в горизонтальном участке ствола скважины нескольких интервалов, в каждый из интервалов закачивают жидкость с уникальным для данного интервала трассером.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показана ячейка проводимости, вид с верху.

На фиг.2 показана ячейка проводимости, вид с боку.

На фиг.3 показаны горизонтальная, фронтальная и профильная проекции структуры ячейки проводимости с вариантом трещиноватости А и форма графика, отражающая временную зависимость концентрации трассера на выходе из ячейки проводимости со структурой трещиноватости варианта А.

На фиг.4 показаны горизонтальная, фронтальная и профильная проекции структуры ячейки проводимости с вариантом трещиноватости Б и форма графика, отражающая временную зависимость концентрации трассера на выходе из ячейки проводимости со структурой трещиноватости варианта Б.

На фиг.5 показаны горизонтальная, фронтальная и профильная проекции структуры ячейки проводимости с вариантом трещиноватости В и форма графика, отражающая временную зависимость концентрации трассера на выходе из ячейки проводимости со структурой трещиноватости варианта В.

На фигурах обозначено: 1 – плита; 2 – пропилы; 3 – входной приемник; 4 – входной патрубок; 5 – выходной приемник; 6 – выходной патрубок; 7 – влаго-газонепроницаемая оболочка; 8 – горизонтальная проекция структуры ячейки проводимости; 9 – фронтальная проекция структуры ячейки проводимости; 10 – профильная проекция структуры ячейки проводимости; 11 – ось концентрации трассера; 12 – ось времени.

Осуществление изобретения

Способ основан на зависимости изменения во времени концентрации трассера в жидкости, проходящей через породу, от структуры этой породы.

Трассер (индикатор, метка) – вещество наличие и количество (концентрация) которого определяется в рабочей (исследуемой) жидкости (среде).

Ячейка проводимости – модель породы нефтегазоносного пласта с определенной структурой трещиноватости (раскрытостью трещин, их ориентацией и расстоянием между ними).

График – плоская кривая изображенная любым из известных способов.

Способ трассерного (маркерного) исследования призабойной зоны горизонтальных скважин, включает в себя следующие этапы:

1. Создают несколько ячеек проводимости с разной структурой трещиноватости. В одном из вариантов реализации ячейка проводимости, представляет собой плиту 1 выполненную из однородного плотного пористого материала в форме прямоугольного параллелепипеда с габаритами 250*120*80 мм, в котором по его длине на всю высоту на определенном одинаковом расстоянии другу от друга выполнены пропилы 2 определенной одинаковой толщины под определенным одинаковым углом к основаниям и определенным одинаковым углом к боковым граням параллелепипеда, имитирующие трещины реальной породы. К одной из граней плиты 1 герметично смонтирован входной приемник 3 представляющий собой полый параллелепипед выполненный из жесткого влаго-газонепроницаемого материала у которого отсутствует основание со стороны крепления к образцу 1, а периметр этого основания соразмерен грани плиты 1 к которой он смонтирован. В одну из граней входного приемника 3 герметично вмонтирован входной патрубок 4. Входной приемник 3 выполнен с возможностью обеспечения равномерного распределения потока жидкости гидроразрыва, поступающего из входного патрубка 4, по площади грани плиты 1 к которой он смонтирован. К другой грани плиты 1 герметично смонтирован выходной приемник 5 в одну из граней которого герметично вмонтирован выходной патрубок 6. Конструкция, размеры и материал исполнения выходного приемника 5 и выходного патрубка 6 идентичны конструкции, размерам и материалу исполнения входного приемника 3 и входного патрубка 4. Вся внешние грани плиты 1 за исключением граней, к которым смонтированы входной приемник 3 и выходной приемник 5 герметично покрыты плотной влаго-газонепроницаемой оболочкой 7.

2. Во входной патрубок 4 ячейки проводимости подают определенный объем жидкости гидроразрыва с содержащимся в нем трассером и регистрируют концентрацию трассера через определенные промежутки времени в жидкости гидроразрыва, выходящей из выходного патрубка 6.

3. Зависимость изменения концентрации трассера, в жидкости гидроразрыва, выходящей из выходного патрубка 6, от времени, изображают в виде кривой.

4. В интервал нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины закачивают жидкость, содержащую трассер. При наличии в горизонтальном участке ствола скважины нескольких интервалов, в каждый из интервалов закачивают жидкость гидроразрыва с уникальным для данного интервала трассером.

5. Производят прием (выкачку) жидкости гидроразрыва, содержащую трассер, из интервала нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, и регистрируют концентрацию трассера (трассеров) в выкачиваемой жидкости гидроразрыва через определенные промежутки времени. При этом отбирают не менее 10 проб для измерения концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, с периодичностью не менее 0,1 раз/час. Объем жидкости гидроразрыва, содержащей трассер, отобранный для каждого измерения, составляет не менее 1 мл.

6. Зависимость изменения концентрации трассера в жидкости гидроразрыва, принимаемой из интервала нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, от времени, изображают в виде графика. При наличии в жидкости гидроразрыва нескольких трассеров, график строят для каждого из них.

7. Сравнивают форму графика (графиков) полученного для жидкости гидроразрыва принимаемого из интервала нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, с формами графиков, полученными для ячеек проводимости. При совпадении формы графика, полученного для нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формой графика одной из моделей нефтегазоносного пласта, на 90% и более, структуру породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины полагают подобной, структуре породы модели нефтегазоносного пласта. При этом сравнение формы графиков, полученных для нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формами графиков, полученными для ячеек проводимости, проводят не менее чем по 10 точкам равномерно распределенных по шкале времени этих кривых. Точка графика нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, считается совпадающей с точкой графика ячейки проводимости, если их положение на шкале времени одинаково, а положение по шкале концентрации отличается не более чем на 5% от максимального значения концентрации трассера.

Этапы 2 и 3 проводятся заблаговременно и повторяются необходимое количество раз в зависимости от количества ячеек проводимости с разной структурой трещиноватости, а также других изменяемых параметров, влияющих на концентрацию трассера в исследуемой жидкости.

Все результаты 3-го этапа сохраняются в библиотеку, сведения из которой могут быть использованы для сравнения при проведении последующих исследований нефтегазоносных пластов призабойных зон горизонтальных участков ствола, как одной скважины, так и других скважин.

В качестве примеров реализации способа определения структуры породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, на четырех действующих скважинах были проведены практические эксперименты, включающие все описанные выше этапы. Этапы 3-7 проведены на четырех действующих скважинах. Замеры (сравнения), входящие в сосав данных этапов, проводились для различных диапазонов, указанных в 5-м этапе. На 7-м этапе сравнение форм графиков, полученных для жидкости гидроразрыва принимаемого из интервалов нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, с формами графиков, полученными для ячеек проводимости, проводилось последовательно по 5-ти, по 7-ми, по 10-ти, по 15-ти и по 20-ти точкам. Структуры породы моделей нефтегазоносного пласта (ячеек проводимости), определенных как подобные (форма графиков совпала не менее чем на 90%), были сравнены со структурами образцов пород извлеченных из исследуемых интервалов скважин.

При проведении практических экспериментов была применена линейка трассеров (индикаторов) МСН-1 – МСН-50 и МСВ-1 – МСВ-50. Данные трассеры относятся к флуоресцирующим и обладают повышенной флуоресцентной способностью. Трассеры не взаимодействуют с породой, пластовой жидкостью, не сорбируется на породе. Трассеры представляют собой инертные полимерные микросферы с различными физическими характеристиками, такими как светорассеяние, интенсивность и спектр флуоресценции. Частицы трассера имеют размер около 1.2 мкм. Частицы каждого вида трассера светится под УФ-облучением определенным светом. Подсчет частиц (определение концентрации) каждого вида трассера производился с использованием программного обеспечения.

Результаты, экспериментов полученные для различных диапазонов указанных в пятом этапе, были проверены эмпирическим методом, путем сравнения структуры породы модели нефтегазоносного пласта, определенной как подобная – исследуемой структуре породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, со структурой реальной породы, извлечённой из данной скважины.

Обобщенные данные проверок результатов практических экспериментов, проведенных, с различными значениями в пределах диапазонов, указанных в пятом этапе, полученные при сравнении формы графиков, нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формами графиков, ячеек проводимости, по 5 точкам, приведены в Таблице 1.

Таблица 1

№ п/п Параметр Прототип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Количество проб, отобранных для измерения концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (шт) - 9 9 9 9 9 10 10 10 10 10 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 50 50 50 50 50 Периодичность отбора проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (раз/час) - 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 Процент совпадения со структурой реальной породы 64 31 28 24 22 17 10 41 40 18 11 45 42 41 19 12 46 43 42 20 13 49 46 45 21 14

Обобщенные данные проверок результатов практических экспериментов, проведенных, с различными значениями в пределах диапазонов, указанных в пятом этапе, полученные при сравнении формы графиков, нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формами графиков, ячеек проводимости, по 7 точкам, приведены в Таблице 2.

Таблица 2

№ п/п Параметр Прототип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Количество проб, отобранных для измерения концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (шт) - 9 9 9 9 9 10 10 10 10 10 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 50 50 50 50 50 Периодичность отбора проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (раз/час) - 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 Процент совпадения со структурой реальной породы 64 36 33 29 27 22 15 46 45 23 16 50 47 46 24 17 51 48 47 25 18 54 51 50 26 19

Обобщенные данные проверок результатов практических экспериментов, проведенных, с различными значениями в пределах диапазонов, указанных в пятом этапе, полученные при сравнении формы графиков, нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формами графиков, ячеек проводимости, по 10 точкам, приведены в Таблице 3.

Таблица 3

№ п/п Параметр Прототип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Количество проб, отобранных для измерения концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (шт) - 9 9 9 9 9 10 10 10 10 10 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 50 50 50 50 50 Периодичность отбора проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (раз/час) - 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 Процент совпадения со структурой реальной породы 64 66 63 59 57 52 45 76 75 53 46 80 77 76 54 47 81 78 77 55 48 84 81 80 56 49

Обобщенные данные проверок результатов практических экспериментов, проведенных, с различными значениями в пределах диапазонов, указанных в пятом этапе, полученные при сравнении формы графиков, нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формами графиков, ячеек проводимости, по 15 точкам, приведены в Таблице 4.

Таблица 4

№ п/п Параметр Прототип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Количество проб, отобранных для измерения концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (шт) - 9 9 9 9 9 10 10 10 10 10 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 50 50 50 50 50 Периодичность отбора проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (раз/час) - 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 Процент совпадения со структурой реальной породы 64 68 65 61 59 54 47 78 77 55 48 82 79 78 56 49 83 80 79 57 50 86 83 82 58 51

Обобщенные данные проверок результатов практических экспериментов, проведенных, с различными значениями в пределах диапазонов, указанных в пятом этапе, полученные при сравнении формы графиков, нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины с формами графиков, ячеек проводимости, по 20 точкам, приведены в Таблице 5.

Таблица 5

№ п/п Параметр Прототип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Количество проб, отобранных для измерения концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (шт) - 9 9 9 9 9 10 10 10 10 10 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 50 50 50 50 50 Периодичность отбора проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины (раз/час) - 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 1 0,2 0,1 0, 07 0, 05 Процент совпадения со структурой реальной породы 64 72 69 65 63 58 51 82 81 59 52 86 83 82 60 53 87 84 83 61 54 90 87 86 62 55

Анализируя показатели точности (процент совпадения структуры породы моделей нефтегазоносного пласта со структурами образцов пород извлеченных из призабойной зоны горизонтальных исследуемых скважин), указанные в-третьих строках, приведенных выше таблиц, видно, что наиболее точные результаты получаются при сравнении графиков по 10-ти, по 15-ти и по 20-ти точкам (таблицы 3, 4 и 5), а так же при отборе не менее 10-ти проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтальной скважины, при периодичности проведения данных отборов не менее 0,1 раз/час. (столбцы 6, 7, 8, 11, 12, 13, 16, 17, 18, 21, 22, и 23, таблиц 3, 4, и 5).

Вывод: точность определения структуры породы, призабойной зоны горизонтальных скважин, заявленным способом, выше точности прототипа на 11-22%, что является достижением заявленного технического результата.

Несмотря на то, что техническое решение было подробно описано с целью иллюстрации на основе вариантов осуществления, которые в настоящий момент считаются наиболее практичными и предпочтительными, следует понимать, что подобные детали служат исключительно указанной цели, при этом изобретение не ограничено раскрытыми вариантами осуществления, а охватывает эквивалентные варианты, не выходящие за рамки объема притязаний формулы изобретения. Например, следует понимать, что изобретение предполагает, что, насколько это возможно, один или более признаков любого варианта осуществления могут быть объединены с одним или более признаками любого другого варианта осуществления.

Изобретение относится к горному делу, а именно к способам исследования нефтяных и газовых скважин с помощью маркёров или индикаторов. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин заключается в том, что через модели структур породы нефтегазоносного пласта прокачивают жидкость, содержащую трассер, и проводят периодические измерения молярной концентрации трассера в жидкости, прокачанной через модель, для каждой модели. Зависимость изменения концентрации трассера в жидкости от времени для каждой модели изображают в виде кривой. Далее в нефтегазоносный пласт призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины закачивают жидкость содержащую трассер и проводят периодические измерения молярной концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины. Зависимость изменения концентрации трассера в принимаемой жидкости от времени изображают в виде кривой. Далее сравнивают форму полученной кривой с формами кривых, полученных для моделей структур породы нефтегазоносного пласта. При совпадении формы кривой, полученной для нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, с формой кривой одной из моделей нефтегазоносного пласта на 90% и более, структуру породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины полагают подобной структуре породы модели нефтегазоносного пласта. Обеспечивается повышение точности определения структуры породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины. 7 з.п. ф-лы, 5 ил., 5 табл.

1. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин, заключающийся в том, что через модели структур породы нефтегазоносного пласта прокачивают жидкость, содержащую трассер, и проводят периодические измерения молярной концентрации трассера в жидкости, прокачанной через модель, для каждой модели, зависимость изменения концентрации трассера в жидкости от времени для каждой модели изображают в виде кривой, далее в нефтегазоносный пласт призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины закачивают жидкость содержащую трассер, проводят периодические измерения молярной концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, зависимость изменения концентрации трассера в принимаемой жидкости от времени изображают в виде кривой, сравнивают форму полученной кривой с формами кривых, полученных для моделей структур породы нефтегазоносного пласта, при совпадении формы кривой, полученной для нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, с формой кривой одной из моделей нефтегазоносного пласта на 90% и более, структуру породы нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины полагают подобной структуре породы модели нефтегазоносного пласта.

2. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин по п.1, отличающийся тем, что модели структур породы нефтегазоносного пласта представляют собой ячейки проводимости, выполненные в форме прямоугольных параллелепипедов.

3. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин по п.1, отличающийся тем, что в качестве трассера применяется суспензия флуоресцентных микросфер.

4. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин по п.1, отличающийся тем, что сравнение формы полученной кривой, полученной для нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, с формами кривых, полученными для моделей структур породы нефтегазоносного пласта, проводят не менее чем по 10 точкам, равномерно распределенных по шкале времени этих кривых.

5. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин по п.1, отличающийся тем, что отбирают не менее 10 проб для измерения молярной концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины.

6. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин по п.5, отличающийся тем, что отбор проб жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, проводятся с периодичностью не менее 0,1 раз/час.

7. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин по п.6, отличающийся тем, что для измерения молярной концентрации трассера в жидкости, принимаемой из нефтегазоносного пласта призабойной зоны горизонтального участка ствола скважины, отбирается жидкость в объеме не менее 1 мл.

8. Способ трассерного исследования призабойной зоны горизонтальных скважин по п.1, отличающийся тем, что при наличии в горизонтальном участке ствола скважины нескольких интервалов, в каждый из интервалов закачивают жидкость с уникальным для данного интервала трассером.